| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее – ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД ARIS MT200), в состав которого входит приемник сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS/ГЛОНАСС) и коммутационное оборудование.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД), обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приёма-передачи данных поступает на входы УСПД уровня ИВКЭ, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы по запросу ИВК.
В ИВК Приморской ГРЭС выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации в ИАСУ КУ ОАО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), созданной на основе УСПД ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2, в состав которого входит приемник сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS/ГЛОНАСС).
Приемник сигналов точного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию времени УСПД с ежесекундным сличением. Корректировка времени в момент синхронизации осуществляется автоматически при обнаружении рассогласования времени более чем на ± 2 с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков.
Сличение времени сервера с временем УСПД осуществляется при каждом обращении сервера к УСПД. Корректировка времени сервера выполняется при условии расхождения времени сервера и УСПД ± 1 с.
Сличение времени счетчиков с временем УСПД осуществляется при каждом обращении УСПД к счетчику. Корректировка времени счетчиков осуществляется раз в сутки, при условии расхождения времени счетчика и УСПД ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав измерительных каналов и их основные метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование объекта учета, | Состав ИК АИИС КУЭ | Ктт ·Ктн ·Ксч | Вид энергии | Метрологические характеристики | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 1 | Приморская ГРЭС. Турбогенератор ТГ-1 | ТТ | Кт=0,2S | А | ТШЛ-20-1 УХЛ2 | 223 | ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2,
зав. № 09150169,
ГРСИ № 53992-13 | 160000 | активная
реактивная | 0,8
1,6 | 1,8
1,7 | | 2 | Приморская ГРЭС. Турбогенератор ТГ-2 | ТТ | Кт=0,2S; 0,5 | А | ТШЛ-20-1 УХЛ2 | 227 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 3 | Приморская ГРЭС. Турбогенератор ТГ-3 | ТТ | Кт=0,2S | А | ТШЛ-20-1 УХЛ2 | 260 | | 160000 | активная
реактивная | 0,8
1,6 | 1,8
1,7 | | 4 | Приморская ГРЭС. Турбогенератор ТГ-4 | ТТ | Кт=0,2S | А | ТШЛ-20-1 УХЛ2 | 266 | | 5 | Приморская ГРЭС. Турбогенератор ТГ-5 | ТТ | Кт=0,2S | А | ТШЛ-20-1 УХЛ2 | 238 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 6 | Приморская ГРЭС. Турбогенератор ТГ-6 | ТТ | Кт=0,2S | А | ТШЛ-20-1 УХЛ2 | 234 | | 315000 | активная
реактивная | 0,8
1,6 | 1,8
1,7 | | 7 | Приморская ГРЭС. Турбогенератор ТГ-7 | ТТ | Кт=0,2S | А | ТШЛ-20-1 УХЛ2 | 244 | | 8 | Приморская ГРЭС. Турбогенератор ТГ-8 | ТТ | Кт=0,5S | А | ТШЛ-20-1 УХЛ2 | 111 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 9 | Приморская ГРЭС. Турбогенератор ТГ-9 | ТТ | Кт=0,2 | А | ТШ-20 УХЛ3 | 116 | | 315000 | активная
реактивная | 0,8
1,6 | 2,4
1,9 | | 10 | Приморская ГРЭС. Трансформатор 9Т (ОРУ-500кВ ЛУТЭК яч.№5) | ТТ | Кт=0,2S | А | GSR | 10-025820 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 11 | Приморская ГРЭС. Автотрансформатор 8АТ
(ОРУ-500кВ ЛУТЭК яч.№4) | ТТ | Кт=0,2S | А | GSR | 10-025815 | | 5000000 | активная
реактивная | 0,8
1,6 | 1,8
1,7 | | 12 | Приморская ГРЭС. Автотрансформатор 7АТ
(ОРУ-500кВ ЛУТЭК яч.№2) | ТТ | Кт=0,2S | А | GSR | 10-025818 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 13 | Приморская ГРЭС.
ВЛ-220 кВ ЛуТЭК - Розенгартовка/т | ТТ | Кт=0,2S | А | ТВ-220-I-1 У2 | 4570 | | 264000 | активная
реактивная | 0,8
1,6 | 1,8
1,7 | | 14 | Приморская ГРЭС.
ВЛ-220 кВ ЛуТЭК - Бикин/т | ТТ | Кт=0,2S | А | ТВ-220-I-1 У2 | 4565 | | 15 | Приморская ГРЭС.
ВЛ-220 кВ ЛуТЭК - Губерово/т | ТТ | Кт=0,2S | А | GSR | 11-028835 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 16 | Приморская ГРЭС.
ВЛ-220 кВ ЛуТЭК - Лесозаводск с отпайкой
на ПС 220 кВ Иман | ТТ | Кт=0,2S | А | GSR | 11-028829 | | 440000 | активная
реактивная | 0,8
1,6 | 1,8
1,7 | | 17 | Приморская ГРЭС.
ОМВ-220
(ОРУ-220кВ яч.3) | ТТ | Кт=0,2S | А | ТВ-220-I-1 У2 | 3407 | | 18 | Приморская ГРЭС.
ВЛ 110 кВ ЛуТЭК –
ПС "Бикин" | ТТ | Кт=0,5 | А | ТВ-110 | 1245А |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 19 | Приморская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, яч.13, ВЛ-110 кВ ЛуТЭК - ПС "Насосная-Лучегорск-1" | ТТ | Кт=0,5 | А | ТВ-110 | 1236А | | 220000 | активная
реактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,8 | | 20 | Приморская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, яч.8, ВЛ-110 кВ ЛуТЭК - ПС "Насосная-Лучегорск-2" | ТТ | Кт=0,5 | А | ТВ-110 | 1189А | | 21 | Приморская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, яч.4, ВЛ-110 кВ ЛуТЭК - ПС "Разрез-Надаровская-Ласточка-тяг." | ТТ | Кт=0,5 | А | ТВ-110 | 1186А |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 22 | Приморская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, яч.2, ВЛ-110 кВ ЛуТЭК - ПС "Разрез-Надаровская-Игнатьевка" | ТТ | Кт=0,5 | А | ТВ-110 | 1234А | | 220000 | активная
реактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,8 | | 23 | Приморская ГРЭС.
ОМВ-110 кВ | ТТ | Кт=0,5 | А | ТВ-110 | 1339-А | | 24 | Приморская ГРЭС.
РУ СН 6-7А яч.359 КЛ-6кВ "ТСН-107Т" ОРУ-500 кВ | ТТ | Кт=0,5 | А | ТЛМ-10 | 3561 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 25 | Приморская ГРЭС.
РУ СН 6-7Б яч.330 КЛ-6кВ "ТСН-108Т"
ОРУ-500 кВ | ТТ | Кт=0,5 | А | ТЛМ-10 | 3545 | | 4800 | активная
реактивная | 1,1
2,3 | 5,5
2,8 | | 26 | Приморская ГРЭС.
РУ СН 6-8Б яч. 421
КЛ-6кВ "ТСН явного резерва" ОРУ-500 кВ | ТТ | Кт=0,5S | А | ТОЛ-СЭЩ-10 У2 | 16148-10 | | 27 | Приморская ГРЭС.
ВЛ-220 кВ Приморская ГРЭС - НПС-38 | ТТ | Кт=0,2S | А | SB 0.8 | 11/02 859 09 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 28 | Приморская ГРЭС.
ВЛ-220 кВ Приморская ГРЭС - НПС-36 | ТТ | Кт=0,2S | А | SB 0.8 | 11/02 859 01 | | 440000 | активная
реактивная | 0,5
1,1 | 1,4
1,6 |
Примечания:
Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
параметры сети: напряжение (от 0,99 до 1,01) Uн; ток (от 1,0 до 1,2) Iн;
cos( = 0,87 инд.;
температура окружающей среды: (23±2) °С.
Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 – 1,1) Uн1; диапазон силы первичного тока (от 0,01 (0,05) до 1,2) Iн1; коэффициент мощности от cosφ (sinφ) 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
температура окружающего воздуха от минус 60 до 40 °С;
относительная влажность воздуха 98 % при 25 °С;
атмосферное давление от 86,0 до 106,7 кПа.
Для электросчетчиков:
параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 – 1,1) Uн1; диапазон силы первичного тока (от 0,01(0,05) до 1,2) Iн1; коэффициент мощности от cosφ (sinφ) 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
температура окружающего воздуха от минус 40 до 60 °С;
относительная влажность воздуха не более 90 % при 30 °С;
атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
температура окружающего воздуха от 18 до 25 °С;
относительная влажность воздуха не более 75 %;
напряжение питающей сети 0,9·Uном до 1,1·Uном;
сила тока от 0,05 Iном до 1,2 Iном.
Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5% Iном, cos( = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10°С до 35°С.
Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном в СП «Приморская ГРЭС» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менееТ = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
УСПД ARIS MT-200 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 88 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч;
сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
журнал счётчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике;
журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и УСПД;
пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
электросчётчика;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии;
УСПД;
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
счетчик электрической энергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания – не менее 10 лет;
УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 суток; сохранение информации при отключении питания – не менее 5 лет;
сервер – хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
|
